Критерии выбора и оценки скважин

• Предоставить геолого-техническую информацию о потенциальных объектах обработки

• Предоставить заполненные опросные листы по скважинам-кандидатам для проведения работ

• Предоставить общую геологическую информацию по месторождениям (отметить наличие и расположение водоносных пластов)

• Предоставить структурные карты месторождений с указанием расположения скважин с номерами в соответствии с заполненными опросными листами, с указанием дебитов и % обводнённости соседних скважин.

Критерии выбора скважин

В случае проведения пилотных работ, выбранные скважины должны удовлетворять следующим требованиям:

1. По типу и конструкции скважины:

1.1 Скважина должна быть вертикальной;

1.2 Продуктивная часть пласта должна быть обсажена;

1.3 Техническое состояние скважины должно быть удовлетворительное (эксплуатационная колона герметична, отсутствие сужений и закалонных перетоков);

1.4 Объем эксплуатационной колоны от текущего забоя до верхних дыр перфорации должен быть не менее 1 м3. ( V=πd2h/4, где d – внутренний диаметр эксплуатационной колоны; h – расстояние от текущего забоя до верхних дыр перфорации. V≥1 м3).

1.5 Плотность перфорационных отверстий при вскрытии продуктивного пласта должна быть не менее 12 отверстий на метр погонный;

1.6 При наличии пакера затрубного пространства должна быть техническая возможность для его демонтажа на время проведения работ;

1.7 Длина НКТ должна соответствовать глубине скважины.

2. По физико-геологическим особенностям продуктивного пласта скважины:

2.1 Продуктивный горизонт должен быть представлен терригенными или карбонатными породами;

2.2 Глубина залягания продуктивного пласта должна быть в интервале от 1000 м до 3000 м;

2.3 Пластовое давление должно быть примерно равное гидростатическому давлению столба жидкости в скважине Рпл ≈ Ргид.стат;

2.4 Пластовый флюид не должен иметь обводненность более 85%;

2.5 Наличие водоносного горизонта не должно быть ближе 100 м. к кровле продуктивного пласта;

2.6 Все геофизические данные должны свидетельствовать о наличии запасов (необходимо исключить полное истощение) углеводородов и присутствия потенциала продуктивного пласта;

2.7 Пластовый флюид не должен содержать механические примеси.

С целью изучения влияния применения технологии ВТБХ на объектах недропользователя проводится комплекс исследований до применения технологии и после, с целью определения следующих параметров:

• Коэффициент продуктивности;
• Гидропроводность;
• Проницпемость;
• Пьезопроводность;
• Скин-фактор;
• Изменения в работе интервалов пласта;
•Изменеиея физико-химических свойста дегазированной нефти.

*Это полный спектр геофизических исследований, при этом изменения свойств пласта после применения ВТБХ технологии можно определить при минимальном объеме исследований в составе: изменения параметров проницаемости, определения фильтрационных коэффициентов пласта, профилю притока и КВУ (кривая восстановления уровня).

Критерии оценки эффекта

Исследования

• Снятие индикаторной кривой на нескольких режимах работы скважины (возможно
на одном режиме или исследования по прослеживанию кривой восстановления уровня
КВУ) с замером устьевых и забойных параметров работы, с последующим расчетом
фильтрационных параметров призабойной зоны скважины (коэффициент продуктивности,
гидропроводность, проницаемость);

• Снятия кривой восстановления давления (КВД), с последующим определением
фильтрационных параметров удаленной от скважины зоны (гидропроводность,
проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор);

• Выделение работающих интервалов пласта комплексным прибором (гамма каротаж,
локатор муфт, механическая дебитометрия, влагометрия, резистивиметрия, термометрия,
барометрия), при этом определяются: глубина текущего забоя, интервалы поступления
нефти и воды, возможные заколонные перетоки, герметичность искусственного забоя;

• Определение свойств нефти в пластовых условиях включая работы: отбор глубинных проб нефти, для скважин с величиной пластового давления выше давления насыщения или отбор проб нефти и газа из сепаратора и составление рекомбинированной пластовой пробы нефти для скважин с величиной пластового давления ниже давления насыщения и проведение исследования глубинных проб или рекомбинированной пробы нефти;

• Определение газосодержания при стандартной сепарации и при дифференциальном разгазировании по ступеням давления, физических свойств нефти в пластовых условиях – объёмного коэффициента, давления насыщения, плотности, вязкости, молекулярной массы, коэффициентов изотермической сжимаемости и изобарического расширения;

• Определение физико-химических свойств дегазированной нефти при нормальных условиях: плотности, вязкости, содержания воды, солей, механических примесей, температуры застывания, упругости насыщенных паров, содержания серы, хлорорганических соединений, асфальтенов, смол, парафина, фракционного состава нефти, компонентного состава нефти, компонентного состава газа сепарации при различных давлениях сепарации и пластовой нефти.

Замер дебита

С целью определения дебита скважин до и после проведения работ с применением технологии ВТБХ необходимо использовать оборудование для ежедневного мониторинга дебита. При необходимости дополнительный замер дебита раз в семь дней производить на емкость.

Необходимо совместно с недропользователем определить период замеров дебита до проведения работ и после с учетом технологических параметров с выходом на оптимальный режим добычи.